截至6月30日，中原油田今年已生产原油64.19万吨、天然气32.8亿立方米，分别超计划生产3.2万吨、0.37亿立方米。面对新常态、低油价带来的困难和挑战，油田聚焦高效勘探、效益开发，坚持低成本战略，保持了主营业务产量规模。

效益开发实现逆势突围

“油田完成上半年油气生产任务，与油田开展精细油藏研究、增加经济可采储量等一系列工作分不开。”7月2日，分公司副总地质师、油气开发管理部主任李存贵说。

油田将井位部署与开发的质量效益挂钩，做到“有效益者先上，有最大效益者优先上”，不断提高储量动用率。今年，油田部署滚动勘探、油藏评价井4口，已实施两口，落实商业开发储量43万吨。油田编制不同油价下的生产方案，对8个重点单元进行水驱提效综合治理，覆盖地质储量7747万吨。

油田持续深化气藏研究和动用状况分析，有序推进普光主体调整挖潜和大湾区块滚动扩边，延长气田稳产期。在滚动勘探上，优选毛坝7块、普光主体南部作为滚动勘探和气藏评价的有利目标区，完成毛坝9井、普光302-4H井的可研方案，预计落实地质储量91亿立方米。在产能建设与措施挖潜上，部署新井6口，预计新增动用储量173亿立方米，新增产能10.23亿立方米;部署措施井8口，预计每天增加(恢复)产能140万立方米。

油田加强研究、持续优化，气驱提高采收率试验有序推进。油田开展了气驱方案优化工作，以效益最大化为原则，进行了多轮次细化评价，完成了濮城沙三中油藏6~10砂组、卫43块、濮92块实施二氧化碳驱整体方案，以及濮67块、文88块实施天然气驱油藏工程方案的编制，部署32个气驱井组，覆盖储量993万吨，预计增加可采储量94万吨。

开辟资源接替新战场

“拐8井按钻井地质设计要求取芯，收获率为100%。”7月2日，油气勘探管理部主任李令喜说。

今年年初以来，油田积极开辟资源接替新战场，完成三维地震284平方千米，部署大湾4井、庆古3井、拐8井和拐9井等9口探井，普光探区分3井获高产商业气流，银额新区勘探取得新发现，东濮凹陷卫455井喜获工业油流。

在普光探区，油田部署在四川盆地川东断褶带黄金口构造分水岭构造上的分3井，于3月21日在长兴组5993米至6064.4米井段进行酸化试气，用10毫米气嘴求产，日产气量达83.5万立方米。

在银额新区，油田以扩大含油气场面、规模商业增储为目标，在拐参1井取得突破、拐4井获得新发现后，为进一步证实拐子湖凹陷是在石炭-二叠系褶皱变质基底上发育的中生界断陷、巴音戈壁组的勘探方向与潜力，部署了拐6井和拐7井。

东濮凹陷依托东濮上古生界目标地震攻关处理、开展成藏与富集条件研究，探索胡状集潜山;以洼陷带为单元，整体评价柳屯—马寨地区，实现沙三中—沙四上规模增储。其中，油田部署在东濮凹陷西部斜坡带马寨断层下降盘卫455井喜获工业油流，预计落实控制储量150万吨。

把增量项目做成效益增长项目

如何在低油价下实现老区效益开发?

油田为全力打好“增量优化增效”攻坚战，针对年度部署新区目标储量落实程度较低、近几年侧钻井实施效果较好的情况，为了降低实施风险、提高效益，立足整体效益，优化部署决策。优化投资方向，调整新井和侧钻井数量，新增(恢复)产能从3万吨上升到8万吨。上半年新钻井31口(新井3口、侧钻井28口)，新建(恢复)产能4.1万吨，新增(恢复)可采储量17.8万吨，累计产油1.16万吨。

在此基础上，油田编制不同油价下的生产方案，综合采用井网优化、注采优化、流场优化等方式，配套应用低成本水驱开发技术，对8个重点区块、163个低效井组进行治理，增加(恢复)可采储量29.1万吨;油田自然递减率比上年同期减缓4.72个百分点。

油田以精细注水、改善水驱效益为核心，以提高“三率”为目标，调整完善井网，优化注采流场，精细调整“三个结构”，压减低效无效注水45万立方米，增加有效液量38万立方米，实现降本提效2206万元。